我国电力辅助服务市场建设特点及对发电企业的影响

近年来，我国可再生电源迅猛发展。根据中电联数据，2017年，我国风光发电装机容量29392万千瓦，占全国总装机容量的16.5%，发电量为4239亿千瓦时，占全国总发电量的6.6%。但由于可再生能源具有间歇性、波动性的特点，同时受全社会电力需求增速放缓等因素的影响，弃风弃光频繁出现。在能源结构转型的大背景下，风光等清洁能源将是未来电力系统发展的主角，我国煤电需找准自身定位，谋求转型升级，实现与可再生能源的协调发展。

一、目前我国电力辅助服务市场建设特点

交易产品以调峰为主，部分纳入调频、调压等

除湖南省专项抽水蓄能辅助服务和广东省的专项AGC调频服务外，其余省份辅助服务以调峰为主，其中江苏和山东将AGC调频也纳入交易范围，江苏更是创新性地将AVC电压调节、无功调节纳入交易(见表1)。
 

交易方式以“集中竞价、边际出清、共同分摊”为主

东北、福建、甘肃、山东、新疆采取“集中竞价、边际出清、统一价格、共同分摊”方式开展交易，相关机组按规定共同分摊辅助服务费用。除此之外，山西省按照“双向报价、匹配成交、滚动出清”方式进行交易，参与调峰机组与可再生能源机组分别报价，通过高低排序成交，成交价格为双方报价平均值;江苏省按照“按需调用、成本补偿、政府定价”的原则推进辅助服务交易;湖南省采取“双边协商或要约招标”方式进行抽水蓄能专项辅助服务交易，广东省按照“集中竞价、边际出清”方式进行交易，最终由南方区域“两个细则”确定费用分摊。

火电机组是辅助服务主要提供方

除湖南为抽水蓄能专项辅助服务外，其余省份中火电是辅助服务的主要提供方，其中福建省明确气电不参与辅助服务市场。费用分摊方面，出力超过补偿标准的火电、水电、核电，以及风光可再生能源是主要分摊对象，其中东北地区只有风电参与费用分摊(见表2)。

各区域辅助服务市场建设存在较大差异

江苏省辅助服务采取政府统一定价，并未实行报价、竞价机制;湖南省辅助服务市场暂时只包含抽水蓄能，规定其可向省内外出售辅助服务;福建省创新补偿方式，补偿费用和电量、电价挂钩;广东省辅助服务市场暂时只包括AGC调频服务;东北、甘肃、新疆三地区辅助服务市场机制基本相同;山东省则把调峰、AGC调频同时纳入辅助服务交易范围;山西则实行辅助服务，主要提供方火电和辅助服务主要需求方新能源相互报价，匹配成交方式进行交易。

二、辅助服务市场对发电机组的影响

市场建设的核心在于火电为新能源让路。现阶段，辅助服务市场建设以深度调峰为主，目的在于平衡新能源出力不均的特性。在负荷低谷时段，减少传统火电机组(部分地区包括水电和核电机组)出力、增加新能源出力是市场建设的核心。从区域来看，东北、西北地区作为弃风弃光最严重的地区，也是辅助服务市场建设最积极的地区，分别由东北、山西、新疆，以及甘肃地区出台辅助服务市场建设规则。

深度调峰鼓励火电低负荷运行，加大高负荷运行惩罚力度。辅助服务设置火电机组有偿调峰补偿基准，出力低于基准的机组视为调峰服务提供方，获得相应补偿;出力高于基准的火电机组、新能源机组视为辅助服务的接收方，分摊调峰费用。

从补偿角度来看，火电机组出力越低，其获得的相应补偿力度越高，例如东北地区规定负荷低于40%的机组其补偿范围在0.4～1元/千瓦时，负荷高于40%且低于补偿标准时，其补偿范围在0～0.4元/千瓦时。

从费用分摊角度来看，火电机组出力越大，其分摊费用越高。东北、新疆、甘肃等利用电量修正系数，加大高负荷运行机组分摊比例，负荷率越高，电量修正系数越大，相应的费用分摊越高。山东、福建及山西则分别按照“多劳多分摊”的机制，按发电量或发电收入占同时段总电量的比例分摊。

AGC调频关注调节速率、调节精度、可调容量和响应时间。目前山东、江苏及广东地区将AGC调频纳入辅助服务中，基本补偿和调节速率、调节精度、可调容量及响应时间相关。

具体来看，江苏AGC补偿分为基本补偿和调用补偿，基本补偿统一规定补偿标准为720元/兆瓦，当月实测调节速率越接近目标调节速率，可调容量越大，以及机组AGC月度总投率越高，得到的基本补偿越高。广东将补偿分为调频容量补偿和调频里程补偿，其中调频容量补偿按照“两个细则”实施。

新能源费用分摊与保障性收购小时数挂钩，降低限风限光机组分摊负担。风电、光伏项目以保障性收购小时数为基准，上一年利用小时数低于保障小时数越多，分摊得越少。以东北市场为例，风电项目供热期分摊加倍，引入发电量修正系数，高于保障小时数的系数为1，每低于保障小时数200小时，系数下降0.1，相应分摊越少;新疆、甘肃地区风电光伏修正系数P=0.9n，n=(保障性收购利用小时数-实际利用小时数)/100，其他地区则按照实际发电量占该时段总发电量比例分摊。

三、辅助服务市场对发电企业的影响

重新审视煤电“让路”和“托底”的功能定位

定位：随着“十三五”期间经济结构和电力生产结构的深入调整，未来水电、风电、光伏等非化石能源装机规模和发电量将不断增加，煤电利用小时数将进一步缩减。根据《电力发展“十三五”规划》，2020年底中国风电装机2.1亿千瓦，太阳能发电装机1.1亿千瓦，非化石能源装机占比从2015年的35%提高到2020年的39%。随着可再生能源装机比重的提升，为实现风光消纳，煤电机组将逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变,煤电机组逐步分化，发挥“让路”和“托底”作用。

托底：大容量、高参数、低能耗、低排放的超临界、超超临界煤电机组主要发挥“托底”作用，风电、光伏等新能源具有间歇性、季节性的特点，且与需求侧不对称，意味着火电需要承担更重要的责任，保障系统安全稳定运行。

让路：30万千瓦及以下等级煤电机组主要发挥“让路”作用。与抽水蓄能、气电、储能相比，煤电经灵活性改造后是中国当前技术条件下最经济可靠的调峰电源，应作为可再生能源发展的主要“让路”机组，为清洁能源让路，为清洁能源发展腾出空间。

重新审视发电企业产品范畴、利用小时作用、差异化管理方式

发电企业产品范畴：发电企业产品逐步拓展，包括电、热、冷、深度调峰、启停、备用、调频等。随着电力体制改革的推进，发电企业产品将进一步细化与差异化。

利用小时在生产经营中的作用：火电未来的盈利方向从电量转向“电量+容量”并重，通过为电力市场提供高效低成本的调频、调峰服务来获取额外收益，机组利用小时低不代表整体盈利水平低，发电企业需重新审视利用小时在生产经营中的作用，运用包含利用小时、深度调峰能力、启停和备用等综合效益分析指标，更加科学地评价与分析煤电的容量效益。

发电机组差异化管理方式：对煤电机组分类管理，针对发挥“托底”作用的超临界、超超临界煤电机组，更加关注机组利用水平，针对发挥“让路”作用的灵活性机组，更加关注机组灵活性程度。对机组分区域管理，目前来看，各地区辅助服务机制差异较大，辅助服务收益计算方法也各不相同，机组最终效益存在较大区域差异。

加强煤电灵活性改造技术储备，积极参与辅助服务市场

综合考虑抽水蓄能建设周期、燃气调峰机组建设规模和经济性，煤电机组是增强电力系统调峰能力的主力。根据《电力发展“十三五”规划》，“十三五”期间，煤电机组灵活性改造规模2.2亿千瓦，是30万千瓦等级存量煤电机组转型升级的重要方式之一，98%集中在“三北”地区，其中“三北”热电联产机组改造1.33亿千瓦，“三北”纯凝机组改造8200万千瓦，其他地区纯凝机组改造450万千瓦，增加调峰能力4600万千瓦，其中“三北”地区增加4500万千瓦。

从国外成熟的辅助服务市场机制来看，调峰不被认为是一个辅助服务品种，电力平衡是通过现货市场解决的。现阶段，我国处于电力市场的过渡期，在现货市场(日前、日内、实时交易)建立前，电力平衡主要通过调峰和辅助服务来解决。随着2019年现货市场的建立，调峰问题逐渐由现货交易弥补，停机备用、黑启动、AGC调频、AVC调压，无功调节等将会是未来辅助服务市场主力交易种类。

现阶段，发电企业除加强基于降低煤电机组的最小技术出力的深度调峰相关技术研究外，还应增强增减负荷速度、缩短煤电启停时间、增加AGC调频系统性能和AVC调压系统性能研究等相关技术研究，从而适应未来现货市场建立后的辅助服务市场。